华中电网低频振荡的分析与研究

华中电网低频振荡的分析与研究

0低频振荡机理分析及机理根据“全国互联、西医、东向北、南北互联”的全国互联政策，未来5-10年是全球能源网络建设的关键时期。由于电力系统的不断扩大,快速励磁系统和快速励磁调节器的应用,不少电力系统出现了联络线低频功率振荡现象。振荡过程中参与振荡的机组转子会相对摆动,输电线路功率来回传输,影响了系统的正常运行,严重时系统将失去同步。一般认为低频振荡的机理是由于在特定情况下系统提供的负阻尼作用抵消了系统电机、励磁绕组和机械等方面的正阻尼,使系统总阻尼很小或为负。系统在负阻尼工况下受到扰动时,扰动逐渐被放大进而引起功率的低频振荡。如何解决和理解低频振荡问题,在系统不断发展的今天显得尤为重要。本文结合川渝并入华中电网互联输电的实际工程,在深入研究低频振荡故障的数学模型和机理的基础上,对华中电网进行系统的计算,分析其产生低频振荡的几率、地点和稳定特性。并利用实时数字仿真系统(RTDS)和电力系统综合程序(PSASP)对电力系统中常见的抑制低频振荡故障的方式进行比较。1发电机转子角随负荷扰动的规律各国专家提出了一些不同的低频振荡产生机理,主要归为3类:①根据线性系统分析,由于系统特征根的改变,产生了附加的负阻尼,抵消了系统固有的正阻尼,使之变为弱阻尼或者负阻尼的情况,最终导致扰动后振荡不衰减或增幅振荡。②输人或扰动信号与系统固有频率存在某种特定关系,产生较大幅度的共振或谐振,其频率有时处于低频区域,产生了低频振荡;③由于系统的非线性影响,其稳定结构发生变化。当参数或扰动在一定范围内变化时会使得稳定结构发生变化,从而产生系统的振荡。这一分析有别于线性系统,因为线性系统的稳定是全局性的,非线性系统是局部的。在所有低频振荡机理中,负阻尼机理研究得最成熟,目前已经形成了一套较完整的理论体系,并且在工程上得到实际应用。本文就是在基于负阻尼机理的基础上对华中区域电网进行低频振荡分析的。近年来低频振荡的研究已经取得了一些进展,尤其是单机系统的问题已经基本上得到了解决。在两机系统简化后的单机无穷大系统中,设发电机为恒定,所有就地负荷都放在E′恒定点(见图1)。考虑负荷扰动ΔPl的发电机转子运行方程为:Mδ/ω0+Dδ/ω0=Pm-(PL-ΔPl+Pmaxsinδ),(1)线性化的转子运行方程式为ΜΔδω0+DΔδω0+ΚΔδ=ΔΡL+n∑i=1ΔΡlisin(ωi+φi),(2)MΔδω0+DΔδω0+KΔδ=ΔPL+∑i=1nΔPlisin(ωi+φi),(2)由第一、二种负荷引起的系统频率偏移很小,因此可认为发电机的机械功率恒定即△Pm=0。求解式(2)可以得到由周期性负荷引起的发电机转子角对平均值偏移的变化规律如下:Δδ=Ae-ξωntsin(ωn√1-ξ2t+φ)+k∑i=1ΔΡlisin(ωi+φi-∂i)Κ√(Ν2i-1)2+(2Νiξ)2,(3)Δδ=Ae−ξωntsin(ωn1−ξ2−−−−−√t+φ)+∑i=1kΔPlisin(ωi+φi−∂i)K(N2i−1)2+(2Niξ)2−−−−−−−−−−−−−−−−√,(3)D为等值阻尼力矩系数;ξ=D/2Mw0为阻尼系数。在ξ>0的系统中,设负荷以给定频率变化,则发电机转子角度偏移的最大值为:Δδmax=ΔΡt/Κ√(Ν2-1)2+2Νξ2,(4)Δδmax=ΔPt/K(N2−1)2+2Nξ2−−−−−−−−−−−−−−√,(4)联络线功率的最大偏移值为:ΔΡmax=ΚΔδmax=ΔΡl/√(Ν2-1)2+2Νξ2ΔPmax=KΔδmax=ΔPl/(N2−1)2+2Nξ2−−−−−−−−−−−−−−√。(5)可见N→0时ΔPmax→ΔPl,(6)N=0时ΔPmax=ΔPl/2ξ,(7)N→∞时ΔPmax→0。(8)对(5)式的ΔPmax求极值,可得当Ν=√1-2ξ2N=1−2ξ2−−−−−−√时,有极大值ΔΡmax=ΔΡl/2ξ√1-2ξ2ΔPmax=ΔPl/2ξ1−2ξ2−−−−−−√。(9)由(6)～(9)式可见,当负荷扰动的频率远高于系统固有频率时,该负荷扰动对于联络线功率振荡没有什么影响,可不予考虑;对远低于系统固有频率的负荷扰动,若其幅值较大,则对联络线功率振荡也会有相当影响,对于同固有频率相同或稍低于固有频率的负荷扰动会引起联络线功率的谐振,其谐振幅值同扰动量成正比,同阻尼系数成反比。任一振荡模式在振荡过程中的阻尼大小与该振荡模式的振荡模态(即特征矢量)、各机组阻尼系数和惯性常数存在着特定的函数关系,其中振荡模态起着决定性作用。要想增加振荡模式阻尼,就必须在强相关机组(即特征矢量较大的机组)上施加阻尼。2华中电网低频振荡模式计算程序采用PSASP(6.2版),计算网络包括2005年华中区域500kV及220kV电网,基本潮流选用能保证川渝500kV电网内部线路三相故障、湖北与川渝联络线三相故障以及华中500kV电网内部线路三相故障,不采取稳定措施或水电外送线路,采取切机措施能够保持系统暂态稳定的潮流作为计算的基本潮流,即基本潮流为能满足系统暂态稳定要求的最大潮流。计算方法包括潮流计算、暂稳计算、小干扰稳定计算。电力系统的机电振荡频率通常为0.1～2.5Hz,区域间的振荡模式频率通常为0.1～1.0Hz,区域内的振荡模式频率通常为1.0～2.5Hz。本次计算得到了许多频率在0.1～2.5Hz之间的振荡模式,选取其中2对主导特征模式来分析,由于内容关系,这里只分析特征值1和2(见表1)。特征值1对应的是区域间弱阻尼振荡模式,振荡频率为0.644162Hz。系统中所有的江西发电机和部分湖南发电机参与了振荡,江西和湖南机群相位约相差180°,其中特征向量振幅最大发生在万安电厂40MW和五站电厂120MW。图2a为特征值1的模态图,由图可知,该模态表征江西和湖南机群间发生了相位相反的相对振荡。特征值2对应的是区域间负阻尼增幅振荡模式,其振荡频率为0.690922Hz。系统中的所有发电机都参与了振荡,该振荡模式对四川、湖南水电机群和湖北三峡、隔河岩电厂影响最大,其中特征向量振幅最大值发生在三峡电厂840MW和东江电厂50MW。图2b为特征值2的模态图,该模式表征湖北水电机群和四川、湖南水电机群之间相位的相对振荡是引起该模式下全局增幅振荡的主要原因。综合所计算结果可以看出,目前华中电网正常运行的情况下,电网内部还存在动态不稳定运行点。随着四川水电机组送华中东部电网功率的增加,当鄂渝断面输送功率>100MW时电网内部开始出现不同方式的振荡。华中电网中既有川渝和华中东部电网间的区域振荡模式,又有川渝和华中东部电网内部存在的地区振荡模式。通过分析计算结果可知,在2005年丰大运行方式下,华中电网内部低频振荡点主要集中在四川的二滩机组、湖南、江西的水电机组和湖北西部的水电机组群。这些机群间的相对振荡是引起华中电网振荡的主要原因。分别在华中电网内部分机组加装电力系统稳定器(PSS)和部分线路加装串补偿器,比较加装不同装置前后系统稳定特性,分析PSS和串联补偿器对提高电力系统稳定性和抑制电网内部低频振荡的效果时取三峡—万县500kV线路为研究对象。表2为三万线临近电站加装PSS和串补前后的华中电网主要特征值对比(仅分析特征值6)。从表2可以看出,特征值6对应的是区域间负阻尼增幅振荡模式。在华中电网500kV三万输电线临近区域电站加装PSS后,特征值6的阻尼特性改善不明显,阻尼比增加微小,特征值6对应的振荡模态仍然存在;而加装串补后有效的消除了特征值中对应的负阻尼振荡模态,特征值6的阻尼系数由负阻尼变为正阻尼;通过分析不同情况下特征值对应的特征向量可知,加装串补后湖北水电机组、河南和江西机组间的相对振荡抑制不是非常明显。但是重庆机组在加装串补后稳定特性得到极大提高,重庆机群没有一台机组参与区域间弱阻尼振荡。降低了电网内部低频振荡模式发生的几率,对振荡模式可以提供良好的阻尼,整个电网内部稳定性水平得到提高。在华中电网主力机组安装PSS和三峡、隔河岩等电厂PSS退出的条件下,电网内某断面送电容量为900MW和1500MW时,在二滩—普提500kV线路上作三相短路故障,电网稳定性情况分析。仿真计算得到的联络线功率波动情况见图3。从图3a、b可以看出,安装串联补偿器后,系统的稳定性有很大提高,华中电网内区域间振荡被较好地抑制。从图3c可以看出,尽管系统中有的电厂的PSS未投入运行,安装串补仍然可以很好地抑制区域间低频振荡,说明安装串补后系统对PSS的要求有所降低。上述研究的总结见表3。从表3可以看出,在各种运行方式和不同PSS运行情况下,安装串联补偿器均可有效抑制华中电网内的振荡模式,使联络线功率振荡衰减大大加快。在一些方式下仅安装PSS即可使系统稳定,这时安装串联补偿器仍可起到加快振荡衰减速度,进一步提高系统稳定性的作用。在系统中一些主要发电机上安装PSS对改善系统的动态稳定性有较大作用。但对于复杂电力系统,仅利用PSS很难对所有的低频振荡模式取得较好的阻尼作用,串联补偿器安装在联络线上对抑制低频振荡有显著的效果。计算表明在联络线安装串补,在系统各种运行方式及三峡等机组PSS退出运行的情况下,均可以降低低频振荡发生的几率,提高系统动态稳定性。同时,安装串补后系统的暂态稳定极限也有一定程度的提高。3基于pss的试验系统为验证PSS和串补的效果,采用实时数据仿真系统(RTDS),通过负荷变动、单瞬接地、三相瞬间接地故障下的动态时域仿真实验进行了论证。RTDS是全数字化的电力系统电磁暂态(EMTP)模拟装置。考虑RTDS硬件资源的限制,计算时可能出现数值溢出问题,将华中电网500kV线路等值简化并用PSASP验证。本文以简化3机1电源系统为例进行分析,三台发电机分别采用川渝,左一以及华中东网等值机的简化参数,无穷大电源相当于平衡节点调节系统潮流。系统等值模型见图4。等值系统模型的初始条件为:川渝、左一等值机出力分别为2070和4500MW,华中东部电网等值机等效为电动机模式;川渝与左一机均装设PSS。另外万县龙泉和荆门侧采用等效负荷。将川渝与华中的联络线即万县—三峡左一(三万线320km)、万县—龙泉(万龙线366km)两回线路保留;并保留三峡左一—龙泉(三龙线58km)三回线和龙泉—荆门(龙荆线80km)线路,以及联接无穷大电源的龙泉—孝感(200km单回)线路。扰动选取负荷变动、三相瞬间接地故障,接地故障在0.09s后故障切除,1.0s后自动重合闸。本文选取川渝电网向华中东网送电1000MW时,在加装PSS和串补的情况下,分别作负荷扰动和接地故障等试验(主要描述这两个试验结果),观测系统受干扰后的振荡情况,表4为送电1000MW时装设不同装置和不同故障下的测试结果。从表4可以看出,装设PSS和串补后,对传输线在小扰动和故障后的振荡抑制作用明显,扰动后的振荡平息时间从71s分别减少16s和14s,故障后的振荡平息时间从47s降低到17s和11s;在相同周期内振荡幅值也大幅度减小。图5为线路发生三相接地后,系统中加装PSS和40%串补装置前后的线路功率振荡图。由图可知,在系统中装设PSS和串补后,在受到相同故障情况下,线路的稳定特性得到提高。由计算结果可见,装设PSS和串补均可使受扰动后系统低频振荡的幅值更快衰减、平息时间更短,而且随着输送容量增大其抑制效果更趋明显。4暂态稳定性极限a)当负荷扰动的频率远低于系统固有频率时,若其幅值较大则对联络线功率振荡也会有相当影响;同固有频率相同或稍低的负荷扰动会引起联络线功率的谐振,其谐振幅值同扰动量成正比,同阻尼系数成反比。b)在大区域电网正常运行的情况下,电